Titolo V Disposizioni finali
Art. 17. Monitoraggio dell'attuazione (131)
[1. A partire dal 2014 e successivamente ogni 3 anni, il Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare, il Ministro dell'economia e delle finanze e con il Ministro delle infrastrutture e dei trasporti, d'intesa con la Conferenza unificata, e su proposta dell'ENEA, approva e trasmette alla Commissione europea il Piano d'azione nazionale per l'efficienza energetica, PAEE, che comprende:
a) misure significative per il miglioramento dell'efficienza energetica;
b) risparmi di energia conseguiti e attesi, inclusi quelli nella fornitura, trasmissione e distribuzione dell'energia nonché negli usi finali della stessa, in vista del conseguimento degli obiettivi nazionali di efficienza energetica di cui all'articolo 3;
c) stime aggiornate sul consumo di energia primaria previsto al 2020;
c-bis) un esame qualitativo riguardante lo sviluppo attuale e futuro del mercato dei servizi energetici (130). (132)
2. Entro il 30 aprile di ciascun anno a decorrere dall'entrata in vigore del presente decreto, il Ministero dello sviluppo economico, su proposta di ENEA, approva e trasmette alla Commissione europea, una relazione annuale sui progressi realizzati nel conseguimento degli obiettivi di efficienza energetica di cui all'articolo 3.
3. Entro il 30 aprile di ciascun anno a decorrere dall'entrata in vigore del presente decreto, il Ministero dello sviluppo economico, su proposta del GSE, approva e trasmette alla Commissione europea, una relazione annuale sulla cogenerazione contenente:
a) statistiche sulla produzione nazionale di energia elettrica e di calore da cogenerazione ad alto e basso rendimento in relazione alla produzione totale di calore e di energia elettrica;
b) statistiche relative alla capacità di cogenerazione di calore e di energia elettrica e ai combustibili usati per la cogenerazione;
c) statistiche relative alla produzione e alle capacità di teleriscaldamento e di tele raffreddamento in relazione alla produzione e alle capacità totali di calore e di energia elettrica;
d) statistiche sui risparmi di energia primaria realizzati applicando la cogenerazione.
4. Il PAEE e le relazioni e di cui ai commi 1, 2 e 3, sono redatte sulla base dell'allegato XIV della direttiva 2012/27/UE e dei documenti operativi predisposti dalla Commissione europea. La relazione di cui al comma 3 è redatta conformemente alla metodologia di cui agli allegati del decreto del Ministro dello sviluppo economico, di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare del 4 agosto 2011. ]
(130) Lettera aggiunta dall’ art. 12, comma 1, lett. a), D.Lgs. 18 luglio 2016, n. 141, a decorrere dal 26 luglio 2016, ai sensi di quanto disposto dall’ art. 14, comma 1 del medesimo D.Lgs. n. 141/2016.
(131) Articolo abrogato dall’ art. 21, comma 1, D.Lgs. 14 luglio 2020, n. 73.
(132) In attuazione di quanto disposto dal presente comma vedi, per il PAEE 2014, il D.M. 17 luglio 2014 e, per il PAEE 2017, il D.M. 11 dicembre 2017.
Art. 18. Abrogazioni
1. A decorrere dall'entrata in vigore del presente decreto legislativo, sono abrogati:
a) gli articoli: 5, comma 2; 2, comma 1, lettere a), e), l), n), v); 11, commi dall'1 e 2; 16, commi 1, 2 e 3; 17; 18, comma 3 del decreto legislativo 30 maggio 2008, n.
115;
b) l'articolo 7, comma 2, del decreto del Ministro dello sviluppo economico 28 dicembre 2012, concernente la determinazione degli obiettivi quantitativi nazionali di risparmio energetico che devono essere perseguiti dalle imprese di distribuzione dell'energia elettrica e il gas per gli anni dal 2013 al 2016.
Art. 19. Disposizioni finali e clausola di invarianza finanziaria
1. Gli allegati che costituiscono parte integrante del presente decreto, sono aggiornati con decreto del Ministro dello sviluppo economico e del Ministro dell'ambiente e della tutela del territorio e del mare.
2. Le pubbliche Amministrazioni centrali, le Regioni e le Province Autonome, nonché le Autorità e Agenzie coinvolte nell'attuazione del presente decreto, collaborano per favorire la massima condivisione dei dati e delle informazioni raccolti in modalità interoperabile, anche al fine di creare basi informative comuni, nei limiti delle risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente.
3. All'attuazione delle disposizioni del presente decreto, le amministrazioni interessate provvedono, senza nuovi o maggiori oneri a carico della finanza pubblica, con le risorse umane, strumentali e finanziarie disponibili a legislazione vigente, fatte salve specifiche disposizioni di cui agli articoli 5, 8, 13 e 15.
4. Ai sensi dell'articolo 28, paragrafo 2, della direttiva 2012/27/UE, il Ministero dello sviluppo economico trasmette alla Commissione europea il presente decreto e le eventuali successive modificazioni.
Art. 20. Entrata in vigore
1. Il presente decreto entra in vigore il giorno successivo a quello della sua pubblicazione nella Gazzetta Ufficiale della Repubblica italiana.
Il presente decreto, munito del sigillo dello Stato, sarà inserito nella Raccolta ufficiale degli atti normativi della Repubblica italiana. E' fatto obbligo a chiunque spetti di osservarlo e di farlo osservare.
ALLEGATO 1
(133)Prodotti, servizi ed edifici disciplinati da legislazione comunitaria
Ambito Norma nazionale Requisiti minimi di efficienza energetica
Classe di efficienza energetica più elevata possibile in considerazione dell'esigenza di garantire un livello sufficiente di concorrenza;
Se non contemplate da un atto delegato adottato ai sensi
Conformi a requisiti di efficienza energetica altrettanto rigorosi di quelli elencati all'allegato C
dell'accordo allegato alla decisione 2006/1005/CE del Consiglio, del 18 dicembre 2006
Edifici Decreto legislativo
192/2005
Requisiti minimi di prestazione energetica di cui ai decreti attuativi dell'art 4 comma 1 del dlgs
192/2005 e ss.mm.ii., validi per gli edifici nuovi o sottoposti a
ristrutturazioni importanti Pneumatici
Conformità al criterio della più elevata efficienza energetica in relazione al consumo di carburante,
quale definito dal regolamento (CE) n. 1222/2009 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 novembre 2009, sull'etichettatura degli pneumatici in relazione al consumo di carburante e ad altri parametri fondamentali, ovvero pneumatici della classe più elevata di aderenza sul bagnato o di
rumorosità esterna di rotolamento, laddove ciò sia giustificato da ragioni di sicurezza o salute pubblica.
(133) Allegato aggiunto da Comunicato 24 luglio 2014, pubblicato nella G.U. 24 luglio 2014, n. 170 e, successivamente, così modificato dall’ art. 2, comma 2, lett. a), punti i) e ii), D.Lgs. 18 luglio 2016, n. 141, a decorrere dal 26 luglio 2016, ai sensi di quanto disposto dall’ art. 14, comma 1 del medesimo D.Lgs. n. 141/2016.
ALLEGATO 2
(134)Criteri minimi per gli audit energetici, compresi quelli realizzati nel quadro dei sistemi di gestione dell'energia
I criteri minimi che devono possedere gli audit di qualità sono di seguito riportati:
a) sono basati su dati operativi relativi al consumo di energia aggiornati, misurati e tracciabili e (per l'energia elettrica) sui profili di carico;
b) comprendono un esame dettagliato del profilo di consumo energetico di edifici o di gruppi di edifici, di attività o impianti industriali ivi compreso il trasporto;
c) ove possibile, si basano sull'analisi del costo del ciclo di vita, invece che su semplici periodi di ammortamento, in modo da tener conto dei risparmi a lungo termine, dei valori residuali degli investimenti a lungo termine e dei tassi di sconto;
d) sono proporzionati e sufficientemente rappresentativi per consentire di tracciare un quadro fedele della prestazione energetica globale e di individuare in modo affidabile le opportunità di miglioramento più significative;
Gli audit energetici consentono calcoli dettagliati e convalidati per le misure proposte in modo da fornire informazioni chiare sui potenziali risparmi. I dati utilizzati per gli audit energetici possono essere conservati per le analisi storiche e per il monitoraggio della prestazione.
(134) Allegato aggiunto da Comunicato 24 luglio 2014, pubblicato nella G.U. 24 luglio 2014, n. 170.
ALLEGATO 3
(135)(136)Potenziale dell'efficienza per il calore e il raffreddamento
[1. La valutazione globale del potenziale nazionale di riscaldamento e raffreddamento di cui all'articolo 10, comma 1, deve comprendere:
a) una descrizione della domanda di riscaldamento e raffreddamento;
b) la previsione di come la domanda evolverà nei successivi dieci anni;
c) una mappa del territorio nazionale che indichi, proteggendo nel contempo le informazioni sensibili sul piano commerciale:
i) i punti in cui esiste una domanda di riscaldamento e raffreddamento, individuando:
- comuni e agglomerati urbani con un coefficiente di edificazione di almeno 0,3;
- zone industriali con un consumo annuo totale di riscaldamento e raffreddamento superiore a 20 GWh;
ii) le infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento esistenti o in fase di progetto;
iii) i possibili punti per la fornitura di riscaldamento e raffreddamento, tra cui:
- gli impianti di produzione di energia elettrica con una produzione annua totale superiore a 20 GWh;
- gli impianti di incenerimento dei rifiuti;
- gli impianti di cogenerazione esistenti e in fase di progetto che usano tecnologie di cui all'allegato I e gli impianti di teleriscaldamento e di teleraffreddamento;
d) l'individuazione della domanda di riscaldamento e raffreddamento che potrebbe essere soddisfatta mediante la cogenerazione ad alto rendimento, compresa la micro-cogenerazione residenziale, e mediante il teleriscaldamento e il teleraffreddamento;
e) l'individuazione dei potenziali per aumentare la cogenerazione ad alto rendimento, mediante tra l'altro l'ammodernamento degli impianti industriali e di generazione o di altri impianti che generano calore di scarto o la costruzione di nuovi impianti;
f) l'individuazione del potenziale di efficienza energetica delle infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento;
g) la quota della cogenerazione ad alto rendimento, i potenziali individuati e i progressi compiuti;
h) una stima dei possibili risparmi di energia primaria.
2. Ai fini dell'applicazione del comma 4 dell'art. 10 del presente decreto, il Ministero dello sviluppo economico, se del caso, elabora proposte per:
i) aumentare la quota di cogenerazione nella produzione di riscaldamento, raffreddamento ed energia elettrica;
ii) sviluppare infrastrutture di teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti mediante sviluppo della cogenerazione ad alto rendimento e/o uso di riscaldamento e raffreddamento da calore di scarto e da fonti di energia rinnovabile;
iii) promuovere l'installazione dei nuovi impianti di generazione di energia elettrica e degli impianti industriali che producono calore di scarto in siti nei quali possa essere recuperato il massimo del calore di scarto disponibile per soddisfare la domanda effettiva o attesa di riscaldamento e raffreddamento;
iv) promuovere l'ubicazione delle nuove zone residenziali o dei nuovi impianti industriali che consumano calore nei loro processi produttivi in aree dove il calore di
scarto disponibile, in base a quanto evidenziato nella valutazione globale, possa contribuire a soddisfarne la domanda di riscaldamento e raffreddamento. Ciò potrebbe includere proposte a favore del raggruppamento di diversi impianti singoli nello stesso sito con l'obiettivo di garantire un equilibrio ottimale tra domanda e offerta di calore e raffreddamento;
v) promuovere il collegamento degli impianti di generazione di energia elettrica, degli impianti industriali che producono calore di scarto, degli impianti di incenerimento dei rifiuti e di altri impianti di termovalorizzazione alla rete locale di teleriscaldamento o teleraffreddamento;
vi) promuovere il collegamento delle zone residenziali e degli impianti industriali che consumano calore nei loro processi produttivi alla rete locale di teleriscaldamento o teleraffreddamento;
vii) introdurre misure di sostegno pubblico per il riscaldamento e il raffreddamento nel bilancio pubblico annuo e l'individuazione dei potenziali elementi di aiuto, senza che ciò pregiudichi la notifica distinta dei regimi di sostegno pubblico ai fini della valutazione degli aiuti di Stato.]
(135) Allegato aggiunto da Comunicato 24 luglio 2014, pubblicato nella G.U. 24 luglio 2014, n. 170.
(136) Allegato abrogato dall’ art. 16, comma 1, D.Lgs. 14 luglio 2020, n. 73.
ALLEGATO 4
(137)Analisi costi-benefici
Parte 1 (138)
Principi generali dell'analisi costi-benefici
[L'analisi costi-benefici è una metodologia di valutazione della convenienza di progetti di investimento che, nell'ambito della fornitura di energia, deve essere elaborata in base alle risorse disponibili, alle condizioni climatiche e ad altri pertinenti fattori.
L'analisi costi-benefici può riguardare la valutazione di un progetto relativo a un singolo impianto o di un gruppo di progetti, per una più ampia valutazione a livello locale, regionale o nazionale, in modo da definire l'opzione di riscaldamento o raffreddamento più efficiente in termini di risorse e costi e vantaggiosa per una determinata zona geografica, per pianificare in maniera ottimale il soddisfacimento delle esigenze locali in materia di riscaldamento e raffreddamento.
In particolare, l'analisi costi-benefici realizzata dal Gestore dei Servizi Energetici - GSE S.p.A., nell'ambito della valutazione di cui all'articolo 10, contribuisce all'individuazione del potenziale economico della cogenerazione ad alto rendimento, compresa la microcogenerazione industriale, del teleriscaldamento e del teleraffreddamento efficienti e costituisce strumento di supporto all'elaborazione di politiche di sostegno alle soluzioni più efficienti in termini di risorse e costi per le esigenze in materia di calore e raffreddamento.
Le fasi e i contenuti principali dell'analisi costi-benefici sono i seguenti:
Il territorio nazionale deve essere suddiviso in pertinenti sistemi energetici. Il limite geografico di ciascun sistema deve coprire un'idonea zona geografica ben definita, ad esempio una determinata regione o area metropolitana, per evitare di adottare soluzioni sub ottimali in base ad un approccio progetto per progetto;
b) approccio integrato alle opzioni di domanda e offerta di riscaldamento e raffreddamento
In relazione all'offerta, l'analisi costi-benefici considera all'interno del limite geografico tutte le pertinenti risorse presenti e future attese nell'arco di dieci anni, compreso il calore di scarto derivante dai processi di produzione di energia elettrica, dagli impianti industriali e dalle fonti di energia rinnovabile. In relazione alla domanda, si tiene conto delle esigenze attuali e della probabile evoluzione nell'arco di dieci anni.
c) costruzione di uno scenario di riferimento
Sulla base delle informazioni acquisite di cui alla lettera b), si costruisce per ciascun sistema geografico lo scenario di riferimento che, descrivendo la situazione attuale e la sua probabile evoluzione, costituisca la base per la valutazione degli scenari alternativi.
d) individuazione di scenari alternativi
L'obiettivo degli scenari alternativi è di individuare possibili modalità di soddisfacimento delle esigenze in materia di riscaldamento e raffreddamento più efficienti rispetto allo scenario di riferimento di cui alla lettera c). Gli scenari non praticabili per motivi tecnici, ragioni finanziarie, normative nazionali o limiti di tempo possono essere esclusi nella fase iniziale dell'analisi costi-benefici se ciò è giustificato sulla base di considerazioni accurate, esplicite e ben documentate. Nell'analisi costi-benefici, gli scenari alternativi di cui tenere conto rispetto a quello di riferimento sono soltanto le opzioni relative alla cogenerazione ad alto rendimento, al teleriscaldamento e teleraffreddamento efficienti o al riscaldamento e raffreddamento individuali efficienti.
e) metodo di calcolo del surplus costi-benefici
i) il confronto tra lo scenario di riferimento e gli scenari alternativi è effettuato in base all'insieme dei pertinenti costi e benefici;
ii) il criterio di valutazione deve essere quello del valore attuale netto (VAN);
iii) l'orizzonte temporale per il confronto deve essere scelto in modo tale da includere tutti i pertinenti costi e benefici degli scenari e deve rappresentare l'orizzonte più idoneo alla caratteristiche di ciascun sistema energetico.
f) calcolo e previsione dei prezzi ed altre ipotesi per l'analisi economica
i) le ipotesi di andamento dei prezzi sono formulate sull'evoluzione prevista dei principali fattori di input/output e sul tasso di attualizzazione;
ii) il tasso di attualizzazione impiegato per il calcolo del valore attuale netto è scelto conformemente agli orientamenti europei o nazionali, tenendo conto dei dati forniti dalla Banca centrale europea;
iii) la stima dell'evoluzione dei prezzi dell'energia è formulata tenendo conto sia delle previsioni sull'evoluzione dei prezzi in ambito europeo e internazionale, sia delle previsioni relative al contesto nazionale e eventualmente regionale o locale;
iv) i prezzi utilizzati nell'analisi economica rispecchiano i reali costi e benefici socio-economici e includono i costi esterni, come gli effetti sull'ambiente e sulla salute, nella misura del possibile, cioè quando esiste un prezzo di mercato o quando quest'ultimo è già indicato nella normativa europea o nazionale;
g) analisi economica: inventario degli effetti
Le analisi economiche tengono conto di tutti i pertinenti effetti economici. E' possibile tenere conto, ai fini della formulazione di politiche di sviluppo, in riferimento anche solo a specifici sistemi energetici, dei costi e dei risparmi energetici derivanti dalla maggiore flessibilità nella fornitura di energia e da un migliore funzionamento delle reti elettriche, compresi i costi evitati e i risparmi derivanti dalla riduzione degli investimenti nelle infrastrutture, negli scenari analizzati.
I costi e i benefici da considerare ai fini dell'analisi sono i seguenti:
i) benefici
- valore della produzione per il consumatore (energia termica ed energia elettrica e/o meccanica);
- benefici esterni quali benefici per la collettività in ambito sociale, ambientale e sanitario, nella misura del possibile;
ii) costi
- costi di capitale degli impianti e delle apparecchiature, - costi di capitale delle reti di distribuzione di energia, - costi operativi variabili e fissi, inclusi i costi energetici,
- costi ambientali, costi sociali e costi sanitari, nella misura del possibile;
h) analisi di sensibilità
L'analisi costi-benefici deve includere un'analisi di sensibilità per tener conto dei possibili impatti derivanti dall'aleatorietà dello sviluppo della domanda di riscaldamento e raffreddamento, dei prezzi dell'energia, dei tassi di attualizzazione e degli altri fattori variabili che comportano un impatto significativo sui risultati dell'analisi.]
Parte 2
Principi ai fini dell'articolo 10, comma 6
Se si progetta un impianto per la produzione di sola energia elettrica o un impianto senza recupero di calore, si effettua un confronto tra gli impianti progettati o l'ammodernamento progettato e un impianto equivalente che produca lo stesso quantitativo di elettricità o di calore di processo, ma che recuperi il calore di scarto e fornisca calore mediante cogenerazione ad alto rendimento e/o reti di teleriscaldamento o teleraffreddamento.
Nell'ambito di un dato limite geografico, la valutazione tiene conto dell'impianto progettato e di ogni idoneo punto esistente o potenziale in cui si registra una domanda di riscaldamento che potrebbe essere servito da tale impianto, tenendo conto delle possibilità razionali (ad esempio la fattibilità tecnica e la distanza).
Il limite geografico è stabilito in modo da includere l'impianto progettato e i carichi termici, quali edifici e processi industriali. Nell'ambito del limite geografico il costo totale della fornitura di calore ed elettricità è determinato per entrambi i casi e
I carichi termici comprendono i carichi termici esistenti, quali l'impianto industriale o un sistema di teleriscaldamento esistente nonché, nelle zone urbane, il carico termico e i costi che emergerebbero se un gruppo di edifici o un settore di una città fossero forniti da una nuova rete di teleriscaldamento e/o ad essa collegati.
L'analisi costi-benefici si basa su una descrizione dell'impianto progettato e dell'impianto o degli impianti di confronto che contempli la capacità termica ed elettrica, secondo il caso, il tipo di combustibile, l'uso previsto e il numero previsto di ore di funzionamento annuale, l'ubicazione e la domanda di energia elettrica e di riscaldamento.
Ai fini del confronto, si tiene conto della domanda di energia termica e delle tipologie di riscaldamento e raffreddamento utilizzate dai punti in cui si registra una domanda di calore situati in prossimità. Il confronto riguarda i costi relativi alle infrastrutture dell'impianto progettato e di quello di confronto.
I progetti con risultati positivi in termini di costi-benefici sono quelli in cui la somma dei benefici attualizzati nell'analisi supera la somma dei costi attualizzati (surplus costi-benefici).
(137) Allegato aggiunto da Comunicato 24 luglio 2014, pubblicato nella G.U. 24 luglio 2014, n. 170.
(138) Parte abrogata dall’ art. 17, comma 1, D.Lgs. 14 luglio 2020, n. 73.
ALLEGATO 5
(139)Garanzia di origine dell'energia elettrica prodotta da cogenerazione ad alto rendimento
La garanzia di origine di cui all'articolo 10, comma 11 del presente decreto specifica:
a) la denominazione, il codice identificativo, l'ubicazione e la data di entrata in esercizio dell'unità di cogenerazione;
b) l'anno di rendicontazione;
c) la tecnologia di cogenerazione utilizzata con riferimento gli allegati al decreto legislativo 20 febbraio 2007 n. 20 come integrato e modificato dal decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del mare;
d) la tipologia, il quantitativo e il potere calorifico inferiore dei combustibili utilizzati;
e) le tipologie di utilizzo e la quantità del calore utile prodotto;
f) la produzione lorda di elettricità da cogenerazione ad alto rendimento, conformemente agli allegati al decreto legislativo 20 febbraio 2007 n. 20 come integrato e modificato dal decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del mare;
g) il rendimento elettrico e termico nominali dell'unità di cogenerazione;
h) l'indice PES, calcolato conformemente agli allegati al decreto legislativo 20 febbraio 2007 n. 20 come integrato e modificato dal decreto 4 agosto 2011 del Ministro dello sviluppo economico di concerto con il Ministro dell'ambiente e della tutela del mare;
i) eventuali forme di sostegno di cui abbia beneficiato l'unità.
(139) Allegato aggiunto da Comunicato 24 luglio 2014, pubblicato nella G.U. 24 luglio 2014, n. 170.
ALLEGATO 6
(140)Criteri di efficienza energetica per la regolamentazione delle reti dell'energia e per le tariffe della rete elettrica
1. Le tariffe di rete rispecchiano i risparmi di costi nelle reti imputabili alla domanda e a misure di gestione della domanda e di produzione distribuita, compresi i risparmi ottenuti grazie alla riduzione dei costi di consegna o degli investimenti nelle reti e a un funzionamento migliore di quest'ultime.
2. La regolamentazione e le tariffe di rete non impediscono agli operatori di rete o ai rivenditori al dettaglio di rendere disponibili servizi di sistema nell'ambito di misure di
2. La regolamentazione e le tariffe di rete non impediscono agli operatori di rete o ai rivenditori al dettaglio di rendere disponibili servizi di sistema nell'ambito di misure di